Iapg jornadas shale neuquén vm completion in existing wells- 2013 neuquén

Completacion en Vaca Muerta en pozos existentes

Juan Carlos BonapaceTechnology Manager-Neuquén District

Unconventional Tech Team

June 26, 2013Neuquén

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Temario

• Flujo de Trabajo

• Introducción

• Caso – Pozo #1

• Caso – Pozo #2

• Conclusiones – Próximos pasos


Flujo de TrabajoInformaciónRegistros OHEnsayos• XRD• Pirolisis• Triaxiales

Modelo Petrofísico• Interpretación• Información

Completación• Zonas interes• Tipo completación• Punzados• Diseño Fractura

Evaluación• Completacion• Estimulaciones

MonitoreoSimulación Producción Modelo Reservorio

• Modelo Petrofísico• Evaluacion-monitore

Match de Producción

Shale Resource Workflow


Objetivo: Estimular Vaca Muerta en pozo existentes

Ubicación Área de trabajo – Sector Sur (centro) de la cuenca (Oil window)

Pozos existentes • Objetivo-producir niveles por debajo de Vaca Muerta

Pozos NO construidos para desarrollar Vaca Muerta• Cañerías: Tipo, diámetro y libraje • Cementación: Aislación en Vaca Muerta, condición actual cemento • Punzados pre-existentes• Registros a pozo abierto: incompletos, falta de registros• Muestras: cutting, coronas escasos o inexistentes

Introducción

115 m

975 m

3180 m

TORDILLO

LAJAS

MOLLES

Csg 13 3/8" , 48.0lb/ft - H40Csg 9 5/8" , 36lb/ft - K55Csg 7" , 26.0lb/ft - N80

QUINTUCO

VACA MUERTA


Evaluación del Reservorio en Vaca Muerta– TOC, madurez, espesor, superficie, presión de reservorio, tipo de petróleo

Evaluación de pozos existentes– > 35 pozos en el área– 22 pozos para intervenir– 11 pozos candidatos – (aislación de cemento en Vaca Muerta)

Pozos Candidatos – geometría de pozo– Csg 7” – N80, 26lb/ft (7,250 psi)– Csg 5 ½” – N80, 17lb/ft (7,740 psi)– Csg 7” – K55, 23lb/ft x Csg 5” – N80, 18lb/ft (10,400 psi)

Análisis Preliminar Operadora


Pozo #1


Objetivos: Documentar la presencia y producción de hidrocarburo en Vaca Muerta

Corroborar la viabilidad de completar Vaca Muerta para pozos de esta naturaleza (pozos no construidos para estimular VM)

Información disponible: Perfiles a pozo abierto

– GR, SP, Resistividad, Neutrón, Densidad, Sónico

Muestra de Cutting

Información Base


Evaluación Pozo referencia

Pozo Referencia Pozo #1Pozo Testigo

** Yacimiento “vecino”

• Perfiles completos• Coronas• XRD• Pirolisis• TOC• Triaxiales

Área de Trabajo

2250 m al SSE

9500 m al NNE


Interpretación Perfil

Zona #1 Zona #2 Zona #3Espesor m 30 35 35TOC % 4.0 2.7 3.2Porosidad Efec % 5.2 2.4 1.5Fragilidad 64 65 72

psi 6949 6924 6630psi/ft 0.82 0.83 0.81

VARIABLES

Stress Minimo

Registros Prop Mecánicas Reservorio Vclay

Vaca Muerta: Tope-Base: 2600 – 2440 m Espesor: 160m


Laboratorio

SE-NW

Tiempo (min) 1 5 10 15 20 30

72 °F 84 94 94 96 96126 °F 102 102 102 102 102

72 °F 84 94 94 94 94126 °F 96 102 102 102 102

72 °F 78 78 88 88 92126 °F 96 102 102 102 102

Surfactante No Ionico ( 1.0 gpt)

Agua + Reductor Friccion % de separación

Gel Lineal % de separación

Gel Activado sin viscosidad % de separación

Sensibilidad al agua (CST):

Test con cutting del pozo #1

Se utilizo 1.4 gpt inhibidor liquido (sal cuaternaria de amonio)

Se obtuvieron valores en el mismo orden que el pozo de referencia

Test Emulsión:

No se conto con muestra de petróleo

Se utilizo el mismo tipo de surfactante y dosificación que fue utilizado en el pozo de referencia

Resultado de ensayos con 3 tipos de fluido de fractura diferentes y 2 rangos de temperatura


Zonas Seleccionadas: Se identificaron 3 zonas potenciales según estas premisas:

– Potencial Reservorio (material orgánico – porosidad – TOC) – Valores bajos de VClay– Mayor fragilidad – focalizar inicio estimulaciones– Zonas igual valor de esfuerzos mínimos (Stress)– Barreras, zonas de contrastes (ductiles)– Espesores a estimular (60 a 90 m)

Punzados: 3 spft – fase 120° - diámetro del orificio (0.35” a 0.40”). Relación > 2.0 bpm/orificio - divergencia entre cluster

Metodología de Completacion: Perf & Sand Plug Tubería: 4 ½” P-110, 13.5lb/ft (11,000 psi) Aislación: Tapón 7” - Packer 4 ½” en 7”

Revisión: Cementación - buen cemento en VM P° Trabajo – simulación para diversos caudales

– GrFrac 1.0 psi/ft (2000 psi fricción excedente – 4000 psi @ 45bpm)

Análisis de la Completacion

107 m

949 m

Tbg 4 1/2" , 13.5lb/ft - P110

Quintuco 2440 mPacker

Vaca Muerta

2600 mTapón

Tordillo


Caudal (bpm) 35 40 45 50 55 60 65P° Trabajo (psi) 6,529 7,024 7,577 8,189 8,824 9,548 10,328


Tipo de Estimulación: Tipo de Fractura Hibrida

– Fluido: Slickwater (50%) – Borate Fluid-XL (50%)– Agente sósten:

• cerámico de alta resistencia (Intermediate Strenght proppant )• Mallas: 50/150 (10%) – 40/80 (30%) – 30/60 (40%) – 20/40 (20%)• Max Prop Conc: 4ppg

– Cabecera Acido - HCL 15% 3,000 gal– Surfactante: No Ionico , según pozo de referencia– Inhibidor de arcillas: según ensayos en cutting (CST)


VOL FluidFluid Description Type Mesh gal ppg sksAcid Acid 3,000 0.00 0

Slickwater Pad 65,000 0.00 0Slickwater PROP Sinterlite 50/120 13,000 0.25 33Slickwater PROP Sinterlite 50/120 13,000 0.50 65Slickwater Sweep 10,000Slickwater PROP Sinterlite 50/120 15,000 0.60 90Slickwater PROP Sinterlite 50/120 12,000 1.10 132Slickwater Sweep 10,000Slickwater PROP Sinterlite 40/80 15,000 0.50 75Slickwater PROP Sinterlite 40/80 15,000 0.80 120

Xl fluid Sweep 10,000Xl fluid PROP Sinterlite 40/80 20,000 0.80 160Xl fluid PROP Sinterlite 40/80 18,000 1.00 180Xl fluid PROP Sinterlite 40/80 15,000 1.30 195Xl fluid PROP Sinterlite 40/80 15,000 1.60 240Xl fluid PROP Sinterlite 30/50 15,000 1.30 195Xl fluid PROP Sinterlite 30/50 13,000 1.60 208Xl fluid PROP Sinterlite 30/50 13,000 2.00 260Xl fluid PROP Sinterlite 30/50 13,000 2.30 299Xl fluid PROP Sinterlite 30/50 13,000 2.60 338Xl fluid PROP Sinterlite 20/40 8,000 2.00 160Xl fluid PROP Sinterlite 20/40 7,000 3.00 210Xl fluid PROP Sinterlite 20/40 7,000 4.00 280Flush Flush 5,000

Type Proppant Proppant


Desarrollo de la Completacion

Programa Inicial:

La empresa Operadora decidió estimular únicamente 2 zonas (zonas #1 y #3).

Se acordó realizar un solo DFIT en la zona #1 - (suficiente tiempo de registro)

La Operadora decidió poner en producción la zona #1 luego de estimularla (por 60 días).– Se llevo a cabo un test de presión con 2 cierres.

En función de los resultados obtenidos, se decidió adicionar la zona#2 en la completacion del pozo

Programa Final:

Zona Espesor Caudal Fluido Agente Sosten P° Trabajo Camara-Taponm m bpm m3 sks psi m

2465.0 2475.5 2473.72500.0 2498.0 2497.0

182510.0 2517.0 2516.0

2526.0 2525.02545.0 2541.0 2540.0

272560.0 2568.5 2567.7

2575.0 2574.02590.0 2585.0 2584.0

45 1434 3790 7380

45 1230 3248 7500

m

1,434 3,79045 7,250

35

30

Punzados

35


Análisis DFIT

SE-NW

DFIT

5/28/201200:52 00:54 00:56 00:58 01:00 01:02 01:04

5/28/201201:06

Time (hrs)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000A

Presion (psi)

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20B

Caudal (bpm

)

(ISIP = 4452)

Wellhead Pressure (psi) Slurry Rate (bpm)A B

Minifrac Events12

3

StartShut InStop

Customer: Job Date: Ticket #:Well Desc: UWI:

StimWin v4.8.220-Jun-13 17:44

Análisis Función -G

Datos del BombeoCaudal prom bpm 7.0

bbl 28.5m3 4.5hrs 264dias 11

P° Rotura psi 5357P° Maxima psi 5972P° Promedio psi 5677ISIP psi 4452Gr Frac psi/ft 0.96

Tiempo Registro

Volumen Inyectado

Observaciones: Registro con Sensor de superficie (memory)

Tipo mecanismo: Tendencia a HR o TS

Tiempo de cierre > 130 G-time

Presión de Cierre < 7,767 psi (< 0.92 psi/ft).

Permeabilidad del orden de e-5 (nanodarcy)

Necesidad de mayor tiempo de registro para evaluar Presión de Capa


Análisis DFIT

Análisis Función -GAnálisis Función -G

Pozo Referencia Pozo #1

Observaciones:

Similar respuesta a la observada en el pozo de referencia

Pozo referencia corresponde a otra Operadora (vecino)

Pozo Referencia Pozo #1Caudal prom bpm 5.0 7.0

bbl 13 28.5m3 2.1 4.5hrs 264 216dias 11 9

Gr Frac psi/ft 1.02 0.96Tiempo Cierre G-Time > 197 > 130Presion de Cierre psi < 9076 < 7767

Volumen Inyectado

Tiempo Registro

VARIABLES


Fractura HidraúlicaShale Oil

6/27/201200:00 00:30 01:00 01:30 02:00

6/27/201202:30

Time

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000A

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100B

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10C

Treating Pressure (psig) Slurry Rate (bpm)Slurry Proppant Conc (lb/gal) BH Proppant Conc (lb/gal)

A BC C

INSITE for Stimulation v4.2.020-Jun-13 19:10

F#1

Shale Oil

9/13/201211:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:30

9/13/201215:00

Time

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000A

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100B

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10C


A BC C


F#2

Shale Oil

9/18/201216:30 17:00 17:30 18:00 18:30 19:00

9/18/201219:30

Time

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000A

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100B

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10C


A BC C


F#3

F#1 F#2 F#3P° Promedio psi 8400 6650 8300Cuadal promedio bpm 45.0 41.5 39.7ISIP psi 4610 4370 4634Gr Frac psi/ft 0.98 0.96 1.00Friccion Exedente psi 2560psi @ 45bpm 2160psi@ 41.5bpm 1850psi @ 39.7bpmAcido psi 356 psi 1198 psi 713 psi

P° Maxima psi 8460 8130 9000P° Promedio psi 8000 7850 8000Cuadal promedio bpm 57.0 58.0 55.5ISIP psi 4791 4541 4961Gr Frac psi/ft 1.00 0.98 1.04Fluido m3 1277 1479 1462Agente Sosten sks 3280 3795 3800Max Concentracion ppg 4.0 4.0 4.0

VARIABLES

Mfr

ac -

SD

RT

Frac

tura

Tiempos :

DFIT 28 Mayo Fractura#1 27 Junio Fractura#2 13 Septiembre Fractura#3 18 Septiembre

Resumen:

Espesor total tratado: 100 m Volumen Fluido Inyectado: 4,220 m3 Total sks en Formación: 10,875 sks Concentración promedio: 0.98 lb/gal


Ensayo de Presión

Ensayo Post-Fractura #1:

Se llevaron a cabo 2 cierres

Típica respuesta fractura conductiva infinita en reservorio heterogéneo de muy baja transmisividad

Cierre #1

Cierre #2


36% Fluido

37% Fluido

27% Fluido

PLT

Resultado PLT

Punzado con producción


Resultado Producción

F#1

F#1 + F#2 + F#3

2 faseCompletacion


Pozo #2


Objetivos: Incrementar producción de los niveles estimulados en Vaca Muerta

Información disponible: Perfiles a pozo abierto

– Únicamente SP y Resistividad

**Insuficiente información para realizar una correcta interpretación de VM

Información Base


Técnica: Registro pozo entubado – Red Neuronal

Pozo Entrenamiento• Conjunto de registros completos (GR, SP, Resistividad, Neutrón, Densidad, Sónico)

• Registro a pozo entubado - Neutrón pulsante y Spectral GR• Entrenamiento – Red Neuronal

Pozo #2• Conjunto de registros incompletos (SP y Resistividad)• Registro a pozo entubado - Neutrón pulsante y Spectral GR• Obtención de curvas sintéticas

Interpretación Registros


Pozo Entrenamiento Interpretación con Registros existentes

GRSPResistividad NeutrónDensidadSónico

Entrenamiento con Registros entubado

RHOB PHIN RHOB_CH PHIN_CH

Interpretación con Registros entubado

SGR

SPResistividad Sónico+Neutrón pulsanteSGR


Pozo #2

SPResistividad

Neutrón pulsanteSGR

Interpretación a partir de Registro pozo entubado + Red Neuronal (sintéticos)

Interpretación con Registros existentes

Neutrón Pulsante EntrenadoGama Ray Espectral

• Determinación de DTC,DTS PR y YMS a partir triple combo


Pozo #2

Registros Prop Mecánicas Reservorio Vclay

Zona #1 Zona #2 Zona #3Espesor m 60 49 41TOC % 3.5 3.6 0.0Porosidad Efec % 5.5 2.3 3.3Fragilidad 44 43 42

psi 7042 7045 6806psi/ft 0.89 0.91 0.90

VARIABLES

Stress Minimo

Vaca Muerta: Tope-Base: 2445 – 2280 m Espesor: 165m


Comparativa Pozo #1 y Pozo #2

Pozo #1 Pozo #2 Pozo Entrenamiento

Espesor a estimular: 100m Espesor a estimular: 150m

800 m al SSE2750 m al NNW


Laboratorio

SE-NWTest Oil - Emulsión:

Muestra de petróleo del pozo #1

Determinación de viscosidad, 36.5 °API

Se ensayo con 2 tipos de fluido de fractura

Tiempo (min) 1 5 10 15 20 30

180 °F 102 104 104 104 104 104

180 °F 40 100 102 104 104 104

Surfactante No Ionico ( 1.5 gpt)

Agua + Reductor Friccion % de separación

Gel Activado sin viscosidad % de separación


Zonas Seleccionadas: Se identificaron 3 zonas potenciales según estas premisas:

– Potencial Reservorio (material orgánico – porosidad – TOC) – Valores bajos de VClay– Mayor fragilidad – focalizar inicio estimulaciones– Zonas igual valor de esfuerzos mínimos (Stress)– Barreras, zonas de contrastes (dúctiles)– Espesores a estimular (60 a 90 m)

Punzados: 6 spft – fase 60° - diámetro del orificio (0.35” a 0.40”). Relación > 2.0 bpm/orificio - divergencia entre cluster

Metodologia de Completacion: Perf & Sand Plug Tubería: 4 ½” P-110, 13.5lb/ft (11,000 psi) Aislación: Tapón 7” - Packer 4 ½” en 7”

Revisión: Cementación

– buen cemento zona#1– Regular en algunas partes zona #2 y #3


72 m

937 m

Tbg 4 1/2" , 13.5lb/ft - P110

Quintuco 2280 mPacker

Vaca Muerta

2445 mTapón

Tordillo



Tipo de Estimulación: Tipo de Fractura Hibrida Conductiva

– Fluido: Slickwater (50%) – Borate Fluid-XL (50%)• Menor volumen de fluido

– Agente sósten: • cerámico de alta resistencia (Intermediate Strenght proppant )• Mallas: 30/60 (20%) – 20/40 (80%)• Max Prop Conc: 6ppg

– Cabecera Acido - HCL 15% 3,000 gal– Surfactante: No Ionico , según ensayos con petróleo pozo#1– Inhibidor de arcillas: según ensayos del pozo#1


ADC-42Stage #2

Vaca Muerta

Time (min)

Surf Pressure (psi) Net Pressure (psi)Slurry Rate (bpm) Prop Conc (ppg)Btm Prop Conc (ppg)

0.0 30.0 60.0 90.0 120.0 150.0 0

2000

4000

6000

8000

10000

0

2000

4000

6000

8000

10000

0

20

40

60

80

100

0

2

4

6

8

10

0

2

4

6

8

10

VOL FluidFLUIDO DESCRIPCION gal Type Mesh Conc sks

Slickwater Spacer 0Acid Acid 3000 0

Slickwater Spacer 2000 0Slickwater PAD 50000 0Slickwater PropStage 15000 Sinterlite 30/60 0.50 75Slickwater PropStage 15000 Sinterlite 30/60 0.75 113Slickwater PropStage 15000 Sinterlite 30/60 1.00 150Slickwater PropStage 14000 Sinterlite 30/60 1.25 175Slickwater PropStage 14000 Sinterlite 30/60 1.50 210Slickwater PropStage 14000 Sinterlite 30/60 1.75 245

Xl fluid PropStage 12000 Sinterlite 20/40 2.00 240Xl fluid PropStage 12000 Sinterlite 20/40 2.25 270Xl fluid PropStage 12000 Sinterlite 20/40 2.50 300Xl fluid PropStage 10000 Sinterlite 20/40 2.75 275Xl fluid PropStage 10000 Sinterlite 20/40 3.00 300Xl fluid PropStage 10000 Sinterlite 20/40 3.25 325Xl fluid PropStage 9000 Sinterlite 20/40 3.50 315Xl fluid PropStage 9000 Sinterlite 20/40 3.75 338Xl fluid PropStage 9000 Sinterlite 20/40 4.00 360Xl fluid PropStage 8000 Sinterlite 20/40 4.30 344Xl fluid PropStage 8000 Sinterlite 20/40 4.60 368Xl fluid PropStage 8000 Sinterlite 20/40 5.00 400

Slickwater Flush 5,430

PROPPANT


Desarrollo de la Completacion

Programa Intervención:

La empresa Operadora decidió estimular las 3 zonas propuestas.– De decidió no realizar DFIT en ninguna de las zonas– Previo a cada fractura se realizaría un bombeo de calibración (Minifrac-SDRT)– La totalidad de las operaciones se realizarían en forma continua

Zona Espesor Caudal Fluido Agente Sosten P° Trabajo Camara-Taponm m bpm m3 sks psi m

2281.0 2310.2 2309.02322.0 2318.6 2317.4

122326.0 2331.6 2331.0

2341.6 2341.02354.6 2354.0

2375.0 2369.6 2369.016

2380.0 2386.6 2386.02400.6 2400.02413.6 2413.02423.6 2423.0

2440.0 2434.0 2433.4

1,100 4,900 7,500

m

55 1,05049 4,820 6,800

4,030 6,55041 50 950

Punzados

60 67


Fractura HidraúlicaShale Oil

4/25/201317:40 18:00 18:20 18:40 19:00 19:20

4/25/201319:40

Time

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000A

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100B

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10C


A BC C


F#1

Shale Oil

4/27/201312:20 12:40 13:00 13:20 13:40 14:00 14:20 14:40 15:00

4/27/201315:20

Time

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000A

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100B

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10C


A BC C


F#2

Shale Oil

4/28/201319:00 19:20 19:40 20:00 20:20 20:40 21:00 21:20

4/28/201321:40

Time

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000A

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100B

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10C


A BC C


F#3

F#1 F#2 F#3P° Promedio psi 6000 6700 7470Cuadal promedio bpm 40.5 28.1 28.0ISIP psi 4195 4355 5000Gr Frac psi/ft 0.96 1.00 1.09Friccion Exedente psi 1130psi @ 40.5bpm 1918psi @ 28.1bpm 2250psi @ 28.0bpmAcido psi 120 psi 135 psi 606 psi

P° Maxima psi 9100 8200 9010P° Promedio psi 7000 7730 8200Cuadal promedio bpm 65.0 62.2 55.0ISIP psi 5502 4634 4497Gr Frac psi/ft 1.13 1.03 1.03Fluido m3 1000 1000 893Agente Sosten sks 4536 5298 4530Max Concentracion ppg 4.6 5.0 6.0

VARIABLES

Mfr

ac -

SD

RT

Frac

tura

Tiempos :

Fractura#1 25 Abril Fractura#2 27 Abril Fractura#3 28 Abril

Resumen: Espesor total tratado: 150 m Volumen Fluido Inyectado: 2,893 m3 Total sks en Formación: 14,365 sks Concentración promedio: 1.88 lb/gal


MicrosismicaVista en Planta

2 pozos monitores

3 etapas FracturaFractura #1

Fractura #2

Fractura #3


MicrosismicaMon#2 -Este

Mon#2 -Este

Mon#2 -Este

Mon#1 -Norte

Mon#1 -Norte

Mon#1 -Norte

Fractura #1

Fractura #2

Fractura #3


Resultado Producción

PLT -pendiente de realización Se requiere mayor tiempo de registro de producción para evaluar resultados

F#1 + F#2 + F#3


Conclusiones y Próximos Pasos Conclusiones:

• Pozo #1: – Se alcanzaron los objetivos, se documento producción de hidrocarburo de

Vaca Muerta como así también la metodología de completacion fue realizada satisfactoriamente.

• Pozo #2: – Pendiente de evaluación – (mayor tiempo en producción)– Metodología Interpretación de perfiles - Modificación en diseños de Fractura

Próximos Pasos:

• Mayor entendimiento del reservorio• Evaluar aplicación de otra metodología de completacion• Evaluar aplicación de otras técnicas de evaluación • Evaluar cambios en los tratamiento de fractura


Muchas gracias……..

Iapg jornadas shale neuquén vm completion in existing wells- 2013 neuquén

Engineering

Transcript of Iapg jornadas shale neuquén vm completion in existing wells- 2013 neuquén